Отчет по производственно практике в НГДУ «Туймазанефть»

Извлекаемые запасы нефти	0.8	0.7	63.4	239.8	2.0	6	34.3
В нефтяной  зоне	-	-	36.1	192.9	2.0	3.0	28.1
В водонефтяной зоне	0.8	0.7	26.3	46.9	-	3.0	6.1
Коэффициент извлече-       ния нефти	0.42	0.40	0.528	0.607	0.3	0.15	0.363

           Добыча нефти в 2012 году составила 918,8 тысяч тонн.  Остаточные извлекаемые запасы по месторождению составляют  30 миллионов тонн,  добыча нефти составляет 63,34 %, достигнутый КИН (коэффициент извлечения нефти) составляет 0,447.  Обводненность продукции  - 87,23  %.    

Состояние разработки месторождения приведено в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Состояние разработки месторождений НГДУ «Туймазанефть»

Месторождения	Добыча нефти, тысяч тонн	Добыча нефти,  %	Коэффициент извлечения нефти на 01.01. 2011 г.	Действующий фонд на 01.01. 2011г., скважин		Содержа-ние воды на 01.01.11 г., %
				неф- тяные	нагнета-тельные
Туймазинское	565,3	62,4	0,477	866	156	91,81
Ардатовское	104,4	11,36	0,286	142	31	79,69
Юбилейное	6,5	0,72	0,03	4	0	10,57
Мустафинское	41,4	4,51	0,195	48	6	45,57
Калаевское	11,3	1,23	0,107	11	1	76,92
Искандеровское	9,2	1,0	0,115	14	2	42,73
Давлекановское	9,65	1,05	0,188	15	5	74,43
Шингакульское	23,65	2,57	0,317	30	4	76,68
Алкинское	104,8	14,41	0,096	117	25	38,68
Гордеевское	35,2	3,84	0,068	51	7	34,02
Гремячинское	0,4	0,04	0,111	2	0	12,82
Любленское	7,1	,77	0,023	10	0	34,65
НГДУ	918,8	100,0	0,447	1310	237	88,55

Остаточные запасы нефти приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Остаточные запасы нефти (миллион тонн)

Показатели	Запасы нефти по объектам
	Д4	Д3	Д2	Д1	Фамен-ский (D3fm)	Турней- cкий (C1t)	Бобриков-ский (C1bb)
Балансовые  запасы	1.57	1.64	61.0	168	-	33.52	73.88
Извлекаемые запасы   нефти	0.09	0.63	3.89	12.3	-	3.504	7.8

            Таким образом с начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 322,321 миллиона тонн нефти или 91,4 % от извлекаемых запасов,  в том числе по девонским пластам 288,939 миллиона тонн.

Попутно с нефтью с начала разработки добыто воды по Туймазинскому месторождению 1164342,9 тыс.тонн (1051628,8 тыс.м3), по НГДУ добыто воды 1187413,3 тыс.тонн  (1071378,8 тыс.м3) [2].

На рисунке 2.2 показан график технологических показателей разработки месторождений НГДУ «Туймазанефть».

Рисунок 2.2- график технологических показателей разработки месторождений НГДУ «Туймазанефть».

Из графика разработки месторождений НГДУ «Туймазанефть» видно, что за последние годы показатели разработки резко снижаются, что связано с  большой обводненностью пластов, истощением ресурсов и другими факторами. Туймазинское месторождение находится на последней стадии разработки.

 

3.2 Распределение  фонда скважин по объектам  разработки , перечень основного оборудования, применяемого при различных способах эксплуатации.

В настоящее время в НГДУ «Туймазанефть» в фонде действующих добывающих скважин находятся 3050 скважин.  Фонд нагнетательных скважин в основной своей части образован за счёт перевода добывающих скважин под закачку воды. В таблице 2.4 приведено распределение фонда скважин по процентам обводненности.

Таблица 2.4- Распределение действующего фонда скважин по Тумазинской площади по процентам обводненности

Процент обводненности%	Количество	Доля фонда скважин, %
до 2	19	0,84
2 – 20	272	16,58
20 – 50	376	12,79
50 – 90	756	35,85
Больше 90	831	37,98
Всего скважин, в том числе:	3050	100,0

          

             

Рисунок 2.4- Распределение действующего фонда скважин по Туймазинской площади по процентам обводненности

Дебиты нефти т/сут	Кол-во скважин, ед	Процент от общего фонда скважин, %
0-1	164	22,9
1-5	192	35,3
5-10	90	19,4
10-20	42	8,4
> 40	3	1,8

По дебиту нефти действующий фонд поделился следующим образом: 22,9 % скважин с дебитом 0 – 1,0 т/сут, у 35,3 % скважин дебит составляет 1,0 – 5,0 т/сут, по 19,4 % скважин получен дебит 5,1 – 10,0 т/сут, 8,4% скважин действующего фонда имеют дебит 10 – 12 т/сут, 1,8% скважин имеют дебит более 40%

Рисунок  4.3 - Распределение скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, по дебиту нефти на Туймазинской площади.

Таблица 2.5 - Фонд скважин на 1.01.2011 год Туймазинского месторождения

Наименование	Характеристика фонда	Всего
	свкажин
Фонд	Пробурено	3050
добывающих	В том числе
скважин	Эксплуатационный фонд	909
	в т.ч. совместно с др.пластами	107
	Действующий фонд	715
	в т.ч. совместно с др.пластами	94
	ЭЦН	175
	УЭДН	15
	УСШН	525
	Бездействующие	192
	В консервации	3
	Ликвидированы	276
	Ожидающие ликвидации	554
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	304
	Эксплуатационный фонд	126
	в т.ч. совместно с др.пластами	2
	Действующий фонд	104
	в т.ч. совместно с др.пластами	2
	Бездействующие	22
	В консервации	49
	Ликвидированы	162
	Ожидающие ликвидации	345
Специальные	Наблюдательные	576
скважины	Сооружения	10
	Водозаборные	18
	Ликвидированные	12
	Ожидающие ликвидации	10

В фонде ликвидированных скважин преобладают скважины, выполнившие своё назначение, то есть те скважины, в которых после эксплуатации (нагнетания) основных пластов нет возвратных объектов. На 01.01.2011 год фонд ликвидированных скважин составляет 162 скважин, пьезометрических - 400 скважин, водозаборные - 18. Фонд скважин, введённых в эксплуатацию в 2011 году составляет 17 скважин.

           По типоразмеру в основном эксплуатируются насосы марки 25-175-ТHM (120скв), и марки 25-225-THM (100 скв) (рис.2.5).

Рисунок 2.5 Распределение скважин, оборудованных ШГН, по типоразмерам насосов на Туймазинской площади

 

Кол- во скважин, ед	Тип насоса
13	20-106 RHAM
74	20-125 RHAM
4	20-125 THM
4	20-175 THM
6	25/20-150 RHAM
5	25/20-170 RHAM
23	25-125 THM
20	25-150 RHAM
120	25-175 THM
15	25-175 RHAM
100	25-225 THM
16	25-275 THM

 

На рисунке 2.1 показана круговая диаграмма соотношения  фонда скважин в НГДУ «Туймазанефть».

Рисунок 2.1 -  Распределение фонда скважин по способу эксплуатации в НГДУ «Туймазанефть»

Наиболее распространенный способ механизированной эксплуатации скважин является эксплуатация скважинными ШГН[5].

Большая часть скважин эксплуатируется с помощью глубинных штанговых насосов (рис.3.3). ШГН устанавливается на конце подъемных труб под уровнем жидкости в скважине; его поршень приводится в движение шатунно-кривошипным механизмом, называемым станком-качалкой (рис. 3.4).

Рисунок 3.3- Чертеж глубинных насосов.

1 — кожух с цилиндром;   2 — плунжер;   3 — клетка нагнетательного клапана; 4 — клетка всасывающего клапана;   5 — ловильный шток;  в — седло конуса; 7 — наружная рубашка; 8 — упор; 9 — посадочное гнездо.

УСШН состоит из следующих обязательных частей:

 
Рисунок 3.4- Станок-качалка СК-7

1- рама; 2- стойка; 3- кривошипы; 4- балансир; 5- шатуны; 6- редуктор; 7- электродвигатель; 8- противовесы; 9– тормоз.

УСШН работает следующим образом. При движении плунжера вверх в цилиндре насоса понижается давление и всасывающий клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, придавливает к седлу нагнетательный клапан, поднимается и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд жидкость (процесс нагнетания). При движении плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан напором жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ. [6].

Для эксплуатации обводненных, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин широко используются погружные центробежные электронасосы (УЭЦН). Отличительная черта таких установок — расположение двигателя непосредственно у насоса и устранение штанг.

Наземное оборудование скважин имеет устьевую арматуру, трансформатор и станцию управления. Трансформатор нужен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электродвигателю и спускаемом с установленного на поверхности барабана. Кабель укрепляется к насосно-компрессорным трубам с помощью крепильного пояса. Станция управления позволяет вручную или автоматически запускать или останавливать установку и проверять ее работу. Устьевая арматура нужна для отвода продукции скважин в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из него при чрезмерном повышении его давления. Используют оборудование устья типа ОУЭ или фонтанную арматуру типа АФК1-65x140 или АФКЗ-65х21. Принцип работы установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления поступает по кабелю к электродвигателю, в итоге чего вращаются его вал и насос. Во время действия агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приеме насоса, и поднимается по насосно компрессорным трубам на поверхность[6]. Для того чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в верхней части насоса придуман обратный клапан. Кроме того, для слива жидкости и из колонны труб, перед подъемом агрегата из скважины под насосом, предусмотрен клапан.  Шифр центробежных насосов, например насоса УЭЦН5А-160-1750, означает: установка центробежного электронасоса группы 5 А с подачей 160 м3/сут и напором 1750м[5].

Таким образом, можно сказать что по добывающему фонду скважин Туймазинского месторождения  почти все скважины эксплуатируются УШГН, так как  большая часть скважин являются высокообводненными.